? преобразователи среды передачи данных;

? каскадные концентраторы;

? концентраторы со стековым соединением;

? оптоволоконные дистанционные расширители.

Зная возможные способы модернизации нашей системы, рассмотрим один из четырех способов.

Преобразователи среды передачи данных

Преобразователи среды передачи данных служат для перехода от медного кабеля 10BaseT к оптоволоконному кабелю и обратно. Как правило, пара преобразователей подключается между портом концентратора и рабочей станцией или контроллером. Между двумя преобразователями среды передачи данных располагается оптоволоконный кабель, длина которого может составлять несколько сотен или даже тысяч метров. Каждая рабочая станция или контроллер в сети управления может быть подключена к концентратору через преобразователи среды, что позволяет значительно увеличить расстояние между узлами. Используемые в системе DeltaV преобразователи среды передачи данных должны быть совместимы со стандартом IEEE 802.3 (Ethernet), соответствовать спецификации 10Base-FL (для оптоволоконного кабеля) и содержать как минимум один разъем 10BaseT для медного кабеля и одну пару разъемов типа ST для оптоволоконного кабеля. Для каждого оптоволоконного кабеля требуется два преобразователя, один -- для перехода от медного кабеля к оптоволоконному, а другой -- для обратного перехода к медному кабелю.

Преобразователи среды передачи данных выпускаются многими производителями оборудования. Имеются устройства для передачи сигнала на расстояние от нескольких сотен метров до 15 километров. Среди компаний, выпускающих подобное обор-дование, можно назвать Black Box (www.blackbox.com), Hirschmann (www.hirschmann.de), Transition Networks (www.transition.com), и другие.

5.4 Выбор структуры контроллера и его состава

Как показано на Рис. 5.2 мы используем резервированный контроллер, что повышает общую надежность функционирования системы. Резервированный контроллер состоит из двух плат. Контроллер выполняет функции управления и контролирует обмен данными между подсистемой ввода-вывода и сетью управления. Контроллер можно сконфигурировать для выполнения следующих функций: сбор данных, вычисления, (последовательное) дискретное управление, непрерывное управление (регулирование) или управление периодическими процессами (рецептурами).

На рисунке 5.3 показан резервированный контроллер, установленный на 2-слотовых несущих панелях.

Рисунок 5.3 - Резервированный контроллер и несущие панели

Выбор оборудования контроллера

В системе DeltaV используются контроллеры M3, M5 и М5 Плюс. Условие, ограничивающее расширение системы, говорит о том, что при наличии более 3 контроллеров, добавление каждого следующего контроллера будет приводить к меньшему приросту производительности, чем добавление предыдущего.

Каждый модуль контроллера устанавливается в правый разъем 2-слотовой несущей панели источников питания контроллеров, поэтому для каждого резервированного контроллера устанавливаем две 2-слотовые несущие панели.

Для реализации нашей системы будем использовать контроллер М5 Плюс, т.к. он имеет большую совместимость с программным пакетом Профессиональный Плюс.

Лицензирование контроллеров

Необходимым условием законченности системы DeltaV является ее лицензирование в масштабе всей системы. Для этого подсчитывается общее число ТПУ (тэги параметров устройств) в системе DeltaV, которые будут использоваться для мониторинга процессов, и общее число ТПУ, которые будут использоваться для управления процессами. Под ТПУ, используемым для мониторинга, понимается ТПУ, выполняющий следующие функции: просмотр, архиви-ро-ва-ние (запись истории), масштабирование и генерация алармов. ТПУ, выполняющий любые другие функции, кроме перечисленных, рассматривается как ТПУ, используемый для управления.

Тэги только для отображения

Тэги только для отображения (ТДО) не подлежат лицензированию, они не рассматриваются как ТПУ и не включаются в общее число тэгов при подсчете ТПУ. Число ТДО ограничивается функциональными возможностями продуктов DeltaV. Об ограничениях подробно расска-зывается в Приложении A. Для использования в системе DeltaV ТДО проходят через контроллер DeltaV и через интеграционную станцию. ТДО не используются никакими модулями или функциональными блоками, реализующими функции управления или функциональность алармов, однако они могут отображаться, регистрироваться в трендах и сохраняться в истории на рабочих станциях.



5.5 Подсистема Ввода/Вывода

Подсистема ввода-вывода DeltaV может включать в себя интерфейсные блоки для традиционного аналогового и дискретного ввода-вывода, модулей HART, последовательного интерфейса, полевой шины FOUNDATION, а также шин AS-i и Profibus DP. Каждый интерфейс состоит из электронной платы в/в и клеммного блока. К контроллеру можно подключить до 64 интерфейсов в любом сочетании, если общее число ТПУ не превышает 500. В системе DeltaV также может присутствовать искробезопасная подсистема в/в для подключения полевого оборудования, размещаемого во взрывоопас-ной зоне. Рассмотрим интерфейсные блоки необходимые для реализации нашей системы.

К ним относятся блоки традиционного аналогового ввода-вывода, по-следовательного интерфейса, полевой шины FOUNDATION.

Блоки традиционного аналогового ввода-вывода

Система DeltaV поддерживает унифицированные аналоговые сигналы 4-20 мА, 1-5 В, милливольтные, омические сигналы, стандартные входные сигналы термопары и термосопротивления. Это наиболее подходящий стандарт подключения блоков, т.к. большинство аналоговых сенсоров работает именно в таком режиме (4-20 мА).

Блоки последовательного интерфейса

Каждая плата последовательного интерфейса имеет 2 порта. Каждый порт поддерживает до 16 наборов данных. Набор данных представляет собой непрерывную область до 100 регистров/реле в ПЛК. Если порт настроен как RS-485, то можно использовать шлейфовое подключение устройств. 16 наборов данных могут быть распределены по любому количеству устройств от 1 до 16, в зависимости от объема и структуры данных. В данном случае порт необходим для считывания информации хранящейся в ПЛК, а также для организации местного пульта наблюдения, реализующего функции тестирования.

Блоки полевой шины FOUNDATION

Интеллектуальная несущая панель H1 - это 2-слотовая панель, устанавливаемая рядом с полевыми устройствами. Несущая панель с платой дискретного входа и дискретного выхода обеспечивает преобразование обычных дискретных сигналов в сигнал полевой шины FOUNDATION. Благодаря этому возможна передача дискретных сигналов в том же сегменте полевой шины, где передаются аналоговые сигналы, что способствует сокращению приобретаемых сегментов, а это экономия в потребляемой мощности.

Несущая панель H1 стыкуется с сегментом полевой шины, как любое другое устройство полевой шины. Питание к несущей панели и установленным платам дискретного ввода-вывода подводится от дополнительного внешнего источника. Несущая панель крепится на рейке DIN (возможна установка только на T-рейку), стене или панели. На рисунке 5.4 указаны габаритные размеры несущей панели H1.

Рисунок 5.4 - Несущая панель H-1

Платы H1 полевой шины FOUNDATION устанавливаются на стандартной 8-слотовой несущей панели DeltaV. Каждый модуль Fieldbus H1 позволяет подключить два сегмента полевой шины. На каждом сегменте H1 система поддерживает до 16 устройств.

В нашей системе будем использовать один модуль Н1 с полной загрузкой обоих сегментов.

Требования, предъявляемые при разработке, во многом соответствуют параметрам выбранного нами оборудования, т.к. указания перечисленные ниже были полностью соблюдены.

К одной интерфейсной плате H1 может подключаться до двух сегментов полевой шины.

На каждом сегменте полевой шины может быть до 16 устройств (датчиков, клапанов и др.

Для каждого сегмента требуется отдельный регулятор напряжения для питания устройств, подключенных к сегменту. Как показано на рисунке 5.5, такой регулятор получает 24 вольт постоянного тока, изолирует его и подает питание на сегмент полевой шины. Напряжение 24 вольт постоянного тока на вход регулятора напряжения обычно берутся с выхода группового блока питания, питающего традиционные приборы и полевые устройства в/в.

Суммарная длина всех кабелей сегмента H1 не должна превышать 1.9 километра.

Максимальная длина отводного кабеля между устройством и клеммной коробкой составляет 120 метров.

Каждый конец магистрального кабеля полевой шины должен заканчиваться терминатором. Левый конец магистрального кабеля терми-ни-рован внутренним терминатором регулятора питания.

Для сборки магистрального и отводного кабеля (кабелей) используйте стандартные кабели типа A (Belden 3076F), штырьковые коннекторы VE6957 и гнездовые коннекторы VE6958.

Все неиспользуемые разъемы клеммных коробок должны быть закрыты заглушками VE6955.

На каждом полевом устройстве необходимо установить адаптер кабельного ввода VE6959. Этот адаптер вворачивается в ?-дюймовый NPT кабельный ввод прибора и преобразует клеммник прибора в штырьковой коннектор, к которому подключается гнездовой коннектор VE6958 кабеля полевой шины.

Искробезопасная система на базе полевой шины включает в себя 8-канальный аналоговый ввод 4-20 мА, 8-канальный аналоговый вывод 4-20 мА, 16-канальный дискретный ввод, 4-канальный дискретный вывод, а также искробезопасный источник питания. Изолятор локальной шины изолирует искробезопасную подсистему ввода-вывода от контроллера и системного источника питания.

Рисунок 5.5 - Один сегмент полевой шины H1



В общем случае наша система принимает вид, представленный на Рис. 5.6

Рис. 5.6 - Структурная схема САУ компрессора

Основные характеристики устанавливаемых модулей указано в Приложении А.

5.6 Выбор источника питания

5.6.1 Системный транзитный источник питания VE5002 (12Vdc/12Vdc)

Системный источник питания VE5002, показанный на Рис.5.7, как правило, используется в системах DeltaV с несколькими контроллерами и подсистемами в/в, где общее питание системы осуществляется от сети переменного тока 120/240 Vac. Источник питания VE5002 принимает 12 Vdc и преобразует в необходимые системе напряжения 12 В, 5 В и 3.3 В для питания контроллера и подсистемы ввода-вывода. Этот источник питания устанавливается непосредственно слева от платы контроллера.

Рисунок 5.7 - Системный транзитный источник питания VE5002

В нашем случае потребуется несколько источников питания ввиду следующих факторов: а) наличия резервного контроллера, б) большого числа плат ввода-вывода, используемых контроллером, в) необходимостью резервирования системного питания.

Вторым источником питания установки 120/240 Vac будем использовать групповой источник питания VE5004 120-240 Vac/12 Vdc.

Заземление системы при использовании источника питания VE5002

Для достижения максимальной производительности системы DeltaV необходимо правильно заземлить эту систему. Заземление для цепей переменного и постоянного тока должно выполняться раздельно вплоть до общей точки заземления установки. На Рис.5.8 приведена электрическая схема заземления системы DeltaV, где используется системный источник питания VE5002.



Рисунок 5.8 - Электрическая схема заземления системы DeltaV, где используется транзитный источник питания VE5002

5.6.2 Групповой источник питания VE5004 (120-140 Vac/12 Vdc)

Групповой источник питания VE5004 принимает 120/230 В переменного тока и выдает 24 В постоянного тока, подаваемые на системный источник питания VE5002 или на системный транзитный источник питания VE5008. Групповой источник питания VE5004 обеспечивает мощность, достаточную для питания 4 наборов симплексных контроллеров и модулей ввода-вывода, к каждому из которых подключен источник питания VE5002 (см. Рис. 5.9).

Рис.5.9 - Комбинация источников питания VE5004

Резервирование источников питания VE5002

Если в системе используются резервированные контроллеры, то необходимо использовать вторую пару источников VE5002, как показано на Рис.5.10. Для каждого контроллера требуется выделенный транзитный источник питания, а использование двух источников VE5004 исключает останов системы из-за отказа одного источника питания.

В случае резервированного контроллера вторая 2-слотовая панель обеспечит также посадочное место для второго контроллера резервной пары (см. Рис. 5.10).

Рис. 5.10 - Резервирование источников питания VE5002 для симплексного контроллера

5.6.3 Системный искробезопасный источник питания

Для питания модулей искробезопасного в/в требуется искробезопасный (ИБ) источник питания. ИБ источник питания принимает напряжение в диапазоне от 18.5 до 36 Vdc и преобразует его в 12 Vdc с максимальным током 5А.

Источник Бесперебойного Питания

Первичный источник питания, обеспечивающий систему DeltaV, не должен допускать перебоев энергоснабжения длительностью долее 20 миллисекунд. Перерыв питания более 20 миллисекунд может привести к потере управления, временной потере конфигурации системы и данных процесса. Если первичная сеть энергоснабжения не удовлетворяет требованию 20 мс, то вместе с оборудованием системы DeltaV следует заказывать Источники Бесперебойного Питания (ИБП).

Для нашей системы будем использовать ИБП модели VE5006. Наличие ИБП оправдано следующими условиями:

? В системе используется сочетание транзитного системного источника питания VE5002 и группового блока питания VE5004.

? Необходимо обеспечить бесперебойное питание 24 В для полевых устройств, подключенных к подсистеме ввода-вывода DeltaV.

5.7 Выбор датчиков полевой шины FOUNDATION

Датчиками давления из семейства SMART FAMILY Модели 3051 фирма Rosemount Inc. устанавливает новый стандарт в технологии измерения давления. Этот новейший датчик сочетает в себе бесподобные эксплуатационные качества, гибкость платформы Coplanar и продвижение с технологией будущего. Эксплуатационные характеристики новой Модели 3051 гарантируют точность и стабильность при большинстве требуемых условий.

Модель 3051 переопределяет качество датчиков давления новой характеристикой всесторонней оценки качества. Для обеспечения лучшего измерения качества при условиях реального процесса эта характеристика сочетает в себе оценки эталонной точности, влияния температуры и давления в линии. Теперь вместо того, чтобы полагаться только на одну эталонную точность, мы можем выбрать датчик, основываясь на действительных эксплуатационных характеристиках.

Выбор в пользу датчиков этой серии был сделан исходя из следующих соображений:

? Постоянство характеристик во времени;

? Уменьшенная изменчивость (большее время отклика);

? Техническая развитость модернизации и замены;

? Гибкость платформы Coplanar;

? Многообразие выходных сигналов.

? Жидкокристаллический индикатор;

? Местная подстройка нуля и регулировка шкалы;

? Защита от переходных процессов;

? Большой срок службы.

Все сенсоры, занятые измерением давления, будут этой серии, так как выпускаемые типы полностью подходят для нашей системы.

5.7.1 Датчик перепада давления модели 3051С (используется на трубопроводе между входом и выходом компрессора)

? Превосходное исполнение: точность 0,075%, изменение шкалы 100:1;

? Перепад давления: калиброванные шкалы от 0,5 дюймов H2O до 2000 psi;

? Избыточное давление: калиброванные шкалы от 2,5 дюймов H2O до 4000 psig;

? Измерение абсолютного давления: калиброванные шкалы от 0,167 psia до 4000 psiа;

? Нержавеющая сталь, Hastelloy C_ Monel, Тантал (только CD и CG) и покрытые золотом изоляторы технологической среды из Monel;

? Компактная, жесткая и легкая конструкция для легкой установки.

Разборная схема датчика представлена на Рис. 5.11.

Рис. 5.11 - Типичный датчик 3051 С в разборном состоянии

5.7.2 Датчик избыточного и абсолютного давления модели 3051Т (используется на трубопроводе входа и выхода газа)

? Превосходное исполнение: точность 0,075%;

? Абсолютное давление: калиброванные шкалы от 0,3 дюймов H₂O до 10000 psia;

? Избыточное давление: калиброванные шкалы от 0,3 дюймов H₂O до 10000 psig;

? Изоляторы технологической среды из нержавеющей стали и Hastelloy C;

? Конструкция с одним изолятором;

? Силиконовая или инертная заполняющая жидкость;

? Имеются соединения с процессом в стандарте DIN и совместимое с автоклавом;

Монтажная и размерная схемы представлены на Рис. 5.12.

Рис. 5.12 - Монтажная и размерная схема датчика 3051Т

5.7.3 Датчик давления модели 3051S (используется на трубопроводе анализа давления воды, масла воздуха)

? Smart - единственный в мире экономичный датчик давления

? Высокое качество, точность 0,075%

? Модели с измерением перепада, избыточного и абсолютного давления;

? Полный набор функциональных элементов модели 3051С, включая цифровой индикатор;

? Работает от источника напряжения 6-12 В постоянного тока;

? Потребление энергии от 18 до 36 мВт по сравнению с 200 мВт для типовых датчиков с выходом 4-20 мА;

? Выбираемые выходы 0,8-3,2 и 1-5 вольт;

? Сенсорный модуль такой же, как у стандартной (4-20 мА) модели 3051С.

? Калиброванные шкалы от 2,5 дюймов H2O до 2000 psi;

? Конструкция небольшого объема с фланцем Coplanar обеспечивает снижение температурного эффекта;

? Большое разнообразие выбора материалов для мембранных систем и соединений с процессом;

? Уплотнители удовлетворяют санитарному стандарту 3-А;

? Высокая способность перестройки диапазона сокращает инвентаризационные затраты;

? Измерение перепада давления и избыточного давления;

? S1 Одна выносная мембрана;

? S2 Две выносные мембраны.

Общий вид датчика модели 3051S представлен на Рис. 5.13.

Рис. 5.13 - Датчик модели 3051S в общем виде

5.7.4 Датчик температуры пирометрический серии М18 (используется для анализа температуры воздуха в корпусе двигателя)

? Диапазон измеряемых температур: 0…300 ⁰С;

? Длина волны: 8…14 нм;

? Гистерезис: 5%;

? Повторяемость: 1 ⁰С;

? Время отклика выхода: 25 мс;

? Готовность к работе после включения: 1.5 с;

? Индикация: два световых диода;

? Время прогрева: 5 мин.;

? Класс защиты: IP67;

? Климатическое исполнение: Т3 (- 20…70⁰С);

? Материал корпуса: нержавеющая сталь;

Размерная схема представлена на Рис. 5.14.

Рис. 5.14 - Размерная схема датчика М18

5.8 Выбор аналоговых датчиков

Разнообразие предлагаемых аналоговых датчиков дает огромные возможности в подборе оборудования с необходимыми для нас показателями. Основными факторами при подборе средств измерения были:

? Широкий функциональный набор;

? Повышенные термоэлектрическая стабильность и рабочий ресурс;

? Малый показатель тепловой инерции;

? Дополнительная защита термоэлектродов от воздействия рабочей среды;

? Наличие возможности индикации состояния и измеряемых величин;

? Диагностика и самодиагностика объекта;

? Взрывозащитное исполнение.



5.8.1 Температурный преобразователь ТСМУ - 274 с унифицированным выходным сигналом (расположен непосредственно в месте анализа температуры смазки компрессора и охлаждающей воды)

? Выходной сигнал: 4-20 мА;

? Диапазон преобразуемых величин: 0-180 ⁰С;

? Предел допускаемой основной приведенной погрешности: 0.25, 0.5;

? Зависимость выходного сигнала от температуры: линейная;

? Максимальная температура применения: 800⁰С;

? Маркировка взрывозащиты: 1ExdIICT6 с видом взрывозащиты взрывонепроницаемая оболочка d;

? Показатель тепловой инерции: 40 с;

? Срок службы: не менее 5 лет;

? Межповерочный интервал: 1 год;

? Климатическое исполнение: Т6 (от - 20 ⁰С до + 45 ⁰С).

Габаритные и присоединительные размеры датчика представлены на Рис. 5.15.

Рис. 5.15 - Температурный преобразователь ТСМУ - 274 с унифицированным выходным сигналом с габаритными размерами

5.8.2 Термоэлектрический преобразователь ТХА 241 (анализ состояния температуры опорного подшипника)

? Количество чувствительных элементов: 1;

? Чувствительный элемент: кабель термопарный КТМС;

? Класс допуска: 2;

? Диапазон измеряемых температур: - 40…200 ⁰С;

? Рабочий спай: изолированный;

? Поверка: раз в год;

? Климатическое исполнение: Т3 (верхнее значение температуры окружающей среды + 85⁰С);

? Срок службы: не менее 3 лет.

Габаритные и присоединительные размеры датчика представлены на Рис. 5.16.

Рис. 5.16 - Термоэлектрический преобразователь ТХА - 241 с габаритными размерами

5.8.3 Датчик вибрации серии ТХ 5634 (анализ состояния двигателя)

? Диапазон частот: 2 Гц…10 кГц (ускорение), 2 Гц…1 кГц (скорость);

? Принцип измерения: пьезо электрический;

? Линейность: 1%;

? Температура окружающей среды: - 25 ⁰С…80 ⁰С;

? Аналоговый выход: 4-20 мА;

? Материал: нержавеющая сталь;

? Исполнение: IP67;

? Маркировка взрывозащиты: EEX ia I;

? Максимальная вибрация: 50g;

? Диапазон измерений: 1,2,5,10,20 g (ускорение), 10,20,25,50,10 мм/с (скорость);

? Резонанс: 18 кГц (номинал).

Общий вид датчика представлены на Рис. 5.17.

Рис. 5.17 - Датчик вибрации серии ТХ 5634 в общем виде

5.8.4 Измеритель осевого сдвига ротора ТС - 201 А в комплекте с датчиком типа КТ - 136С (анализ состояния двигателя)

Система отслеживания осевого сдвига - одна из главных в общем комплексе мероприятий по защите компрессорных машин. Другие нарушения в работе машин также могут приводить к катастрофическим последствиям, но ухудшение работы или дефект упорного подшипника может произойти при очень слабых признаках опасности и за очень быстрый период, а это приводит к полному разрушению машины. Поэтому в первую очередь требуются технические приемы для измерения осевого сдвига. При этом необходимо избегать ошибок при установке соответствующих систем защиты.

? Диапазон измерения осевого сдвига ротора: от -2,0 до 1,5 мм;

? Пределы допускаемой абсолютной погрешности прибора при измерении зазора: (10 + 0,07 *Z) мкм;

? диапазон значений выходного тока: 4-20 мА;

? Время установления рабочего режима, не более: 5 мин;

? Средняя наработка на отказ, не менее: 10000 часов;

? Средний срок службы, не менее: 8 лет;

? Среднее время восстановления работоспособности, не более: 2 часов;

? Температура окружающего воздуха: 10…55 ⁰С;

? Относительная влажность воздуха при температуре 35 С, (без конденсации): 93.3%.

5.9 Функциональный блок MICROMASTER 430

Преобразователи частоты сегодня возрастающими темпами заменяют механические решения регулирования скорости вращения электрических двигателей. Они позволяют осуществлять регулирование проще и с меньшими расходами на техническое обслуживание. Фирма «Сименс» производит преобразователи частоты уже несколько десятилетий.

Сейчас на Российском рынке появились новые преобразователи частоты четвертого поколения, имеющие ещё более широкие возможности. Среди появившихся новшеств следует отметить расширение рабочего температурного диапазона, увеличения выпускаемого диапазона мощностей, невысокую цену, универсальность всех основных опций, и возможность доступа практически ко всем параметрам, что дает возможность «тонко» настроить преобразователь.

Одним из таких является MICROMASTER 430, основные параметры которого представлены ниже:

? Диапазон мощностей: 7,5 кВт - 250 кВт 400 В 3 AC;

? Диапазон напряжений: 380 - 480 В +/- 10%;

? Входная частота: 47- 63 Гц;

? Коэффициент мощности: cos Ц ? 0.7;

? Пусковой ток: не больше, чем номинальный;

? КПД: 97%;

? Рабочая температура: - 10 до +40 °C;

? Температура хранения: - 40 до +70°C;

? Допустимая относительная влажность воздуха: 95%;

? Степень защиты: IP20 / NEMA 1;

? Выходная частота: 0 - 650 Гц;

? Разрешение выходной частоты: 0.01 Гц;

? Перегрузочная способность 110% от номинального тока в течение 60 c, 140% % от номинального тока в течение 3 c ( каждые 300 с.);

? Способ регулирования: потокосцеплением (FCC), линейный (U/f),

? квадратичный (U/f2), режим энергосбережения, произвольная настройка;

? Цифровые воды: 6 (18 функции);

? Аналоговый вход: 0-10 В, 0-20 мА, -10 В / +10 В биполярный, разрешение 10 бит;

? Релейный выход: 30 В DC 2 A, 240 В AC 0.8 A параметрируемый;

? RS485 интерфейс: есть;

? Способ торможения: генераторное, динамическое, комбинированное;

? Быстрое ограничение тока: есть;

? Функции защиты по:

a. пониженному напряжению;

b. перенапряжению;

c. перегрузке;

d. включению на землю;

e. короткому замыканию;

f. блокировке двигателя;

g. перегреву двигателя;

h. перегреву преобразователя;

? Регулятор: встроенный ПИД- регулятор, Встроенный источник питания 24 В для датчика ПИД-регулятора;

? Нормы: разрешение Госгортехнадзора.

Основная схема принципа регулирования представлена на Рис. 8.18.

Рис. 5.18 - Структурная схема преобразователя частоты с промежуточным контуром постоянного тока

5.10 Запорная арматура системы управления

Трубопроводная арматура (вентили, обратные клапаны) представляют собой устройства, предназначенные для управления потоками газа, транспортируемого по трубопроводам, отключения одного участка трубопровода от другого, включения и отключения технологических установок, аппаратов, сосудов и т.д.

К характерным особенностям работы запорной арматуры на КУ относятся: высокое давление транспортируемого газа (до 7,5 МПа), относительно высокая температура газа на выходе КС (60-130°С), наличие в составе газа механических примесей и компонентов, вызывающих коррозию, эрозию металла и т.д.

К запорной арматуре предъявляются основные требования: обеспечивать герметичное отключение отдельных участков газопровода, сосудов, аппаратов от технологических газопроводов и длительное время сохранять эту герметичность, иметь высокую работоспособность, быть коррозионно-стойкой и взрывобезопасной.

На КУ применяется запорная арматура различного типа, но для нашей системы будем использовать клапана компании EMERSON Process Management. Возможность использования клапанами коммуникационных протоколов Fieldbus позволяет применять их в составе нашей систем автоматизации.

Клапан конструкции GX

Регулирующий клапан конструкции GX предназначен для управления потоком среды (регулирование или отсекание) и представляет собой односедельный клапан с направлением потока вверх, с ввинчиваемым седлом, с одним из трех типов трима (комплекта внутренних деталей): с направляющей по штоку, с направляющим седлом или с разгруженным плунжером. Привод пневматический (МИМ) с несколькими пружинами.
Для клапана каждого размера возможно исполнение с неразгруженным плунжером, которое исключает "мертвые зоны", с возникающей в них полимеризацией рабочей среды. Полно поточный трим и трим с ограниченной пропускной способностью могут иметь как линейную, так и равно процентную характеристику потока.

Ниже перечислены факторы, на основе которых был сделан выбор данного оборудования:

? стабильность потока через тракт клапана;

? полный спектр материалов, включая сплавы;

? исполнения с высокой пропускной способностью;

? высокая унификация деталей для всех типоразмеров;

? заменяемый комплект внутренних деталей (трим);

? реверсируемый в полевых условиях привод;

? простота технического обслуживания.

Общий вид данного класса представлен на Рис. 5.19.

Рис. 5.19

5.11 Программная реализация обеспечения для контроля и управления

Программное обеспечение для контроля и управления DeltaV поддерживает разработку управляющих стратегий с помощью языков, соответствующих стандарту IEC 61131-3, а также функциональных блоков FOUNDATION fieldbus. Компоновка и изменение этих стратегий производится в графическом режиме. Визуальная разработка стратегий интуитивно понятна, что помогает начинающим пользователям быстро добиться результатов. Языки управления IEC 61131-3, включают в себя Диаграммы функциональных блоков (ДФБ), Диаграммы функциональных последовательностей (ДФП) и структурированный текст (СТ), на основе которых реализуются системы практически любой сложности.

Диаграммы функциональных блоков (ДФБ)

Диаграммы функциональных блоков используются в DeltaV для реализации непрерывно выполняемых вычислений, контроля процесса и стратегий управления. Различные блоки на диаграмме соединяются графическими «проводами». По каждому «проводу» передается один или несколько блоков данных. Весь обмен данными в системе DeltaV выполняется автоматически. Функциональные блоки DeltaV реализованы в соответствии со стандартом FOUNDATION fieldbus, однако расширены и дополнены для большей гибкости при разработке стратегий управления. Совместимые со стандартом полевой шины функциональные блоки позволяют реализовать распределенное управление в полевых приборах.

Структурированный текст (СТ)

С помощью структурированного текста вы можете писать программы сложных расчетов, используя широкий набор алгебраических и тригонометрических функций и операторов. Кроме того, вы можете составлять сложные логические выражения, используя условные и итерационные структуры.

Сбор данных

Отображение, построение трендов, генерация алармов и использование внешних данных таким же образом, как и собственной информации в/в DeltaV. Все приложения DeltaV могут получать доступ к внешним данным, как к собственной информации DeltaV. В процессе выполнения механизм оповещения об исключительных ситуациях передает данные в соответствующее системное приложение. База данных глобальной конфигурации делает управление этими данными и их использование очень простым.

5.11.1 Разработка алгоритмов

Система DeltaV использует параметры в функциональных блоках, мо-дулях, конфигурации Вв/Выв и диагностических функциях. Параметры обеспечивают пользователя значениями переменных, которые явля-ются определенными константами различных приложений и могут опи-сывать эти приложения. Это позволяет пользователю конфигурировать логику в блоке или модуле, читать или писать по конкретным адресам Вв/Выв или диагностировать неисправности системы.

В системе DeltaV используется модульный принцип при разработке стратегии управления. Управляющие модули являются уникальными поименованными управляющими единицами в системе DeltaV. Функ-циональный блок - это основной компонент управляющего модуля, то есть, это блок, из которых строится управляющий модуль. Каждый функциональный блок содержит в себе управляющий алгоритм (такой, как ПИД, Аналоговый Выход или Аналоговый Вход). Алгоритмы Усо-вершенствованного Управления процессом также включены в функцио-нальные блоки, например, регулирование с функцией Нечеткой логики. Будучи соединенными вместе в определенной последовательности, несколько функциональных блоков образуют управляющий модуль.

Принцип действия управляющих модулей КУ будет основываться на алгоритмах, описанных в п. 2.3.

Кроме этого, необходимо разработать четкий механизм событий и алармов, согласно которым и будет производится управление и поддержание процесса на необходимом уровне.

Событие - есть важное изменение состояния во время выполнения управляющего процесса. Событие может быть зарегистрировано или использовано для оповещения оператора.

Система DeltaV позволяет создавать уставки (пределы) алармов для функциональных блоков и управляющих модулей. Эти уставки можно использовать для создания звуковой или визуальной сигнализации об аларме для оператора.

Система DeltaV поддерживает и контролирует большое число типов системных и определенных пользователем событий, которые регистрируются в Журнале Событий. Алармы являются специальным типом событий, а именно такие, которые оператор видит в приложении Интерфейс Оператора.

Система DeltaV поддерживает предопределенные (стандартные) алармы, а также алармы, определенные пользователем.

Алармы, определенные пользователем, поддерживаются как для уровня функциональных блоков, так и для уровня модулей (за исключением модулей аппаратов и модулей фазовой логики). Алармы пользователя ссылаются на существующие параметры или выражения, определенные пользователем. Настройка алармов выполняется простым выбором из списка вариантов.

Основные события, протекающие в системе, относятся к состоянию параметров регулируемых величин, т.е. рабочий диапазон, состояние объекта регулирования, события самодиагностики, критичные пределы и авария. Пределы аварийных сигналов формируются на основе нормативных данных регламента всего комплекса гидроочистки. Перечень блокировок и сигнализаций, соответствующий данному регламенту, представлен в таблице 1.3.

Однако каждый Аларм предусматривает взаимодействие нескольких параметров, которые определяют логику включения предупреждения, а затем и перевод системы в другое состояние. Принципиальная схема построения логики предупреждений представлена на Рис. 2.1. Важно отметить, что при срабатывании блокировки по определенному параметру, система запоминает его и предоставляет оператору возможность либо с квитировать его, либо записать в историю процесса для последующего анализа.

Кроме основного алгоритма функционирования система включает в себя малые подпрограммы, реализующие стандартные процедуры:

? Временные параметры опроса датчиков (см. п. 2.4);

? Регуляторы температуры;

? Регуляторы давления;

? Включения резервного оборудования, в зависимости от процедурного состояния;

? Самодиагностика сети и оборудования, переключение питающих сетей;

? Регулирование приводным двигателем компрессора, с подачей сигнала на управляющий блок.



6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

6.1 Пути снижения затрат за счет внедрения системы

Внедрение автоматической системы управления компрессорной установкой комплекса гидроочистки моторного топлива решает следующие задачи

- Полностью автоматическая система управления компрессорной установкой не требует участия человека в ее рабочем цикле, вследствие чего происходит высвобождение рабочих занятых на Л-24/6 (установка гидроочистки моторного топлива);

- Снижение частоты и трудоемкости обслуживания;

- Повышение надежности системы управления.

- Уменьшение время простоя связанного с технологическим обслуживанием.

Специфика работы Л-24/6 (установка гидроочистки моторного топлива) предусматривает непрерывный цикл производства. Без функционирования КУ невозможна работа всего комплекса в целом, а простой Л-24/6 в течение суток приносит убытки в сумме более 1000000 рублей по причине не выработки сырья. По этому снижение периодичности обслуживания КУ и ее отказоустойчивость способно снизить убытки, возникающие по причине простоя оборудования.

В широко развитой нефтеперерабатывающей отрасли техническое развитие стоит на одном из первых мест, которому уделяют особое внимание, т.к. владельцы сами заинтересованы в повышение энергоемкости своих предприятий. В виду чего, весь механизм работы построен на принципе высоко организованной автоматической системы, где каждый узел имеет свои правила-нормы оперативного контроля.

Как показывает многолетняя практика эксплуатации компрессорных установок, аварийная остановка КУ, связанная с малой технической оснащенностью, отсутствия самодиагностики оборудования и низким критическим порогом обнаружения отклонений, возникает 4-6 раз в году, при этом простой составляет от 4 до 24 часов. Для скорейшего восстановления работоспособности КУ требует постоянное присутствие ремонтного персонала на установке. А это очень дорого обходится, так как персонал практически не задействован, ведь проведения обслуживания механизмов производится в установленное время и требует не более 400 часов рабочего времени в год. Упрощение обслуживания и применение функций самодиагностики позволяют быстро выявлять причину отказа, а модульный принцип построения заменять неисправные компоненты системы. Применение системы раннего оповещения о возникающих неполадках позволяет своевременно их устранить и не останавливать КУ по причине аварии.

До внедрения АСУ, оператору приходилось периодически контролировать работу установки и производить корректировку ее изменений. Неисправности выявлялись специально подготовленным специалистом в течении длительного времени, и устранялись как правило в течение суток. Неисправность определялась, как правило, после аварийной остановки КУ. Не возможно было диагностировать неполадки (только отклонения норм от технических параметров) во время работы системы управления. Требовалось содержать ремонтную бригаду и нескольких операторов.

Теперь же весь контроль работы КУ, производится с центрального пульта управления КУ или щита пульта управления, расположенного непосредственно в КС, причем при наступлении предаварийной ситуации оператор своевременно информируется, что позволяет ему устранить неполадку, диагностика была произведена системой управления до наступления аварийной ситуации. Что позволяет уменьшить количество персонала задействованного для управления КУ и ее ремонта. Для обслуживания нескольких КУ может быть создана одна бригада ремонтников, которая обслуживала бы несколько станций.

Управление компрессорной установкой требовало постоянное присутствие на станции, как минимум одного оператора, который бы контролировал работу КУ и обслуживал ее.

Такой подход позволяет централизовано получать и обрабатывать всю информацию о работе станции одним человеком, что повышает качество принимаемых им управляющих решений.

6.2 Технико-экономические показатели эффективности от внедрения новой системы автоматизации

В условиях бурного развития техники важным является вопрос о соответствии внедренного оборудования на предприятии улучшенным нормам и показаниям работы оборудования. Поэтому необходим точный расчет затрат на покупку и монтаж предлагаемого на рынке оборудования, что позволит сделать правильный его выбор.

6.2.1 Экономия в заработной плате высвобождаемых рабочих

В нашем случае происходит высвобождение 1 оператора и 6 обслуживающего персонала АСУ (КиПА - 2; Электронщики - 2; Наладчики - 2).

Среднегодовая заработная плата оператора составляет 39240 руб. (3270 руб *12).

Среднегодовая заработная плата КиПА составляет 47088 руб. (3924руб.*12)

Среднегодовая заработная плата Электронщик составляет 73260 руб. (6105руб.*12)

Среднегодовая заработная плата Наладчика составляет 31392 руб. (2616руб.*12)

Экономию в заработной плате высвобождаемых в результате внедрения АСУ ТП работников можно определить по формуле:

З_осв = k₁k₂k₃ М З_ср.р. М N_осв.р.; (6.1)

где k₁k₄ - коэффициенты премиальной надбавки соответственно для рабочих и инженерно-технических работников (ИТР), равны 1,4;

k₂ - коэффициент, учитывающий дополнительную зарплату, равен 1,2;

k₃ - коэффициент отчислений на социальное страхование, равен 1,356;

З_ср.р. - средняя годовая заработная плата высвобождаемых рабочих;

N_осв.р - число высвобождаемых рабочих, 7;

З_{ОСВ.ОПЕР} = 1,4*1,2*1,365*39240*1 = 89985.168 руб;

З_{ОСВ.КиПА} = 1,4*1,2*1,365*47088*2 = 215964.4 руб;

З_{ОСВ.ЭЛЕКТ} = 1,4*1,2*1,365*73260*2 = 335999.66 руб;

З_{ОСВ.НАЛАД} = 1,4*1,2*1,365*31392*2 = 143976.27 руб;

З_{ОСВ.ОБЩ} = 785925.5 руб.

Годовая экономия по заработной плате составляет 785925.5 руб.

6.2.2 Расчет стоимости оборудования

Стоимость оборудования, а также амортизационные отчисления на данное оборудование представлены в таблице 6.1.

6.2.3 Годовые затраты на ремонтные работы

Годовые затраты на ремонтные работы КУ (комплекса технических средств) АСУ ТП рассчитываются по формуле:

; (6.2)

где k_C - средний коэффициент сложности ремонтных работ для данного оборудования %;

CТКС - стоимость оборудования руб.

руб.

Годовые затраты на ремонтные работы КТС составляют 8527.35 руб.

Таблица 6.1

Наименование	Число единиц, шт	Стоимость единицы, руб.	Всего, руб.	Срок службы, лет	Норма амортизации, %	Сумма амортизационных отчислений, руб.	Потребляемая мощность, кВт
1	2	3	4	5	6	7	8
	До	После	До	После	До	После			До	После	До	После
Датчик температуры (подшипника)		1		18600		18600	4	25		5115		0.0012
Датчик температуры (масла)		1		1440		1440	8	12.5		198		0.002
Датчик температуры (двигателя)		1		18600		18600	4	25		5115		0.0012
Контроллер(min сборка)	1	1	120000	340000	120000	340000	18	5.6	7392	20944	0.032	0.03
Датчик вибрации		1		1200		1200	12	8.3		109.56		0.0012
Датчик осевого сдвига		2		3000		6000	8	12.5		825		0.002
Датчик давления газа	2	2	26860	32670	53720	65340	8	12.5	7386.5	8984.25	0.021	0.04
Датчик перепада давления	1	1	27340	35810	27340	35810	8	12.5	3759.25	4923.875	0.021	0.02
Датчик давления воды		1		8400		8400	6	16.7		1543.08		0.012
Датчик давления масла	1	1	7100	9200	7100	9200	8	12.5	976.25	1265	0.002	0.012
Датчик давления масла (резерв)		1		9200		9200	8	12.5		1265		0.012
Датчик давления воздуха		1		9200		9200	8	12.5		1265		0.012
Датчик давления обдува ЭД	1	1	7100	9200	7100	9200	8	12.5	976.25	1265	0.002	0.012
Устройство плавного пуска		1		7100		7100	16	6.25		488.125		4.8
Электромагнитная задвижка	3	6	2200	2200	6600	13200	7.6	13.16	955.416	1910.932	18.75	38.4
ИТОГО	9	22			221860	552490			21445.66	55216.722	18.79	43.3
Комплект ЭД	1	1	160000		160000		18	5.6	9856		840	840
Комплекс маслонасосов	1	2	18000	16000	18000	16000	12	8.3	1643.4	1460.8	360	382
Холодильная установка	1	1	12000		12000		8	12.5	1650		240	240
ИТОГО	3	4			190000	16000			13149.4	1460.8	1440	1462
Всего по КУ	12	26			411860	568490			34595.06	56677.522	1458.79	1505.3

6.2.4 Годовые затраты на эксплуатацию

Годовые затраты на эксплуатацию КТС (комплекса технических средств) АСУ ТП рассчитываются по формуле:

; (6.5)

где - годовая заработная плата рабочих, обслуживающих КТС АСУ ТП;

Среднегодовая заработная плата оператора составляет 39240 руб. (3270 руб *12).

Среднегодовая заработная плата сотрудника малой группы обслуживания (МГО) составляет 83725.8 руб. (6977руб.*12)

Среднегодовая заработная плата Программиста составляет 94191.5 руб. (7849.3руб.*12)

З_АТК = k₁k₂k₃*Зср*N_РАБ; (6.6)

З_ОПЕР = 1,4*1,2*1,365*39240*1 = 89985.168 руб;

З_МГО = 1,4*1,2*1,365*83725.8*3 = 576000 руб;

З_ПРОГ = 1,4*1,2*1,365*94191.5*1 = 216000 руб;

З_{АТК.ОБЩ} = 881985.2 руб.

- годовые амортизационные отчисления, равны 56677.5 руб.;

- годовые затраты на ремонтные работы КТС, равны 8527.35 руб.;

- годовые затраты на электроэнергию потребляемую КТС, равны 3163008.6 руб.

руб.

Годовые затраты на эксплуатацию технических средств составляют 4110198.65 руб.

6.2.5 Годовые затраты на электроэнергию

Годовые затраты на электроэнергию, потребляемую КТС (комплекса технических средств) АСУ ТП, рассчитываются по формуле:

; (6.7)

- максимальная мощность внедряемого комплекса, равна 1505.3 кВт;

- коэффициент определяющий среднюю потребляемую мощность, равен 0.76.

- стоимость 1 кВт-ч электроэнергии, равно 0.4 руб.;

- коэффициент берется в зависимости от количества смен работы линии, в моем случае 2 смены, равен 1.8;

- количество рабочих часов в году, равно 3840.

руб.

Годовые затраты на электроэнергию потребляемую КУ составляют 3163008.6 руб.

6.2.6 Годовые амортизационные отчисления на оборудование

Годовые амортизационные отчисления рассчитываются по формуле:

; (6.8)

Рассчитаем амортизационные отчисления для датчика температуры (подшипника):

руб

где - средний коэффициент амортизационных отчислений;

- коэффициент, учитывающий расходы на транспортировку, монтаж и наладку оборудования, равен 0,1;

- стоимость единицы оборудования, равна 18600 руб.

Аналогично рассчитываем амортизационные отчисления для каждой единицы оборудования.

Расчетные данные для всех компонентов системы, представлены в Таблице 6.1.

Годовые амортизационные отчисления равны:

;

Подтверждение расчетов можно проверить, исходя из следующей формулы:

(6.9)

где n - обозначение единицы оборудования, согласно таблице 6.1

Годовые амортизационные отчисления на установленное оборудование составляют 56677.5 руб.

6.2.7 Экономический эффект за счет уменьшения количества отказов КУ

Известно, что среднее годовое время простоя Л-24/6 (установка гидроочистки моторного топлива), в связи с отказом САУ КУ традиционного типа составляет T_прост = 52 часов. Разработанная система должна простаивать как минимум на 60% меньше. И время простоя для нее составляет менее 21 часа год. В расчетах будем использовать среднегодовую выработку КУ. Получаем дополнительное время работы КУ 31 часа в год. Это связано с большей надежностью разработанной системы управления КУ. Следовательно, зная стоимость одного руб/м³ производимого КУ а_КУ = 0.034 руб/м³. И среднегодовой коэффициент загрузки станции К_з (0.8) можно посчитать экономическую выгоду от повышения надежности КУ. Рассчитаем ее по формуле:

; (6.10)

где, V_ГОД.П2 - годовая выработка сжатого воздуха компрессорной станцией с учетом уменьшения часов простоя:

V_ГОД.П2 = V_КС*k*t*3600 = 11*0.8*(3840 + 21)*3600 = 122316480 м³;

руб.; (6.11)

где, V_ГОД = V_КС*k*t*3600 = 11*0.8*3840*3600 = 121651200 м³;

V_КС - производительность компрессорной станции, м³/с;

k - коэффициент неравномерности;

t - число рабочих часов установки

руб.;

Годовая экономия за счет уменьшения количества отказов составляет 3327008.3 руб.

6.2.8 Экономический эффект за счет уменьшения сроков ремонтных работ

Уменьшение трудоемкости обслуживания сокращает сроки проведения плановых ТО. При ежегодном проведении работ по обслуживанию затрачивается на 42 часов меньше времени, чем с традиционной системой управления КУ. Это связано с уменьшением числа объектов, требующих обслуживание и упрощение его проведения, а также система предотвращения вхождения КУ в аварийное состояние - предотвращение поломки и сроков проведения капитальных ремонтов.

Годовая экономия за счет уменьшения объема ремонтных работ можно рассматривать как появление дополнительного рабочего времени, при котором КУ будет вырабатывать газ. Определяется по формуле:

; (6.12)

где, К_з - коэффициент средней годовой загрузки КУ 0.8;

V_ГОД.П1 - годовая выработка сжатого воздуха компрессорной станцией с учетом сокращения сроков ремонтных работ, м³.

V_ГОД.П1 = V_КС*k*t*3600 = 11*0.8*(3840 + 42)*3600 = 122981760 м³;

руб.;

Экономия за счет сокращения сроков технического обслуживания КУ составляет 3345103.9 рублей в год.

6.2.9 Прочая экономия

Уменьшение затрат на обучение персонала, сокращение числа обслуживаемых элементов и другие положительные эффекты являются менее значимыми на уровне описанной выше экономии от увеличения продолжительности рабочего времени, однако они так же проявляются.

6.2.10 Годовая экономия от внедрения АТК

В общем случае с учетом всех перечисленных выше факторов годовая экономия от внедрения АТК рассчитывается по формуле:

Эг = Э_п1 + Э_п2 + З_осв - С^Г_АТК; (6.13)

Эг = 3345103.9 + 3327008.3 + 785925.5 - 4110198.65 = 3347839.05 руб.

Годовая экономия составляет 3347839.05 руб.

6.2.11 Годовой экономический эффект

Годовой экономический эффект от внедрения автоматизации определяется по формуле:

; (6.14)

где - нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений для вычислительной техники обратный по отношению к сроку окупаемости (). В условиях рыночной экономики, по мере ускорения научно-технического прогресса, нормативные сроки окупаемости, при производстве электронно-вычислительной техники последовательно снижаются - 4; 3; 2,5 и 2 года. Это вызвано быстрым старением компьютеров, поэтому для различных отраслей промышленности =0.33.

- капитальные вложения на проектирование и внедрение АСУ ТП, приобретение КТС, проектирование и внедрение специальных технических средств и т.д., равны 1045739 руб.

руб.

Годовой экономический эффект составляет 3080427.18 руб.

6.2.12 Капитальные затраты на разработку и ввод в эксплуатацию АСУТП

Капитальные затраты на разработку и ввод в действие АСУ ТП рассчитываются по формуле:

; (6.15)

где - стоимость всех работ по разработке проекта и внедрению АСУ ТП (по договору), равна 150000 руб;

- стоимость разработки специального (прикладного) математического обеспечения (СМО) для управления технологическим процессом, равна 35000 руб. (по договору);

руб.

Капитальные затраты на разработку и ввод в эксплуатацию АСУ ТП составляют 810339 руб.

6.2.13 Срок окупаемости капитальных вложений

Применительно к проекту АТК для дискретных производств, т.е. требующих больших трудовых ресурсов, срок окупаемости капитальных вложений рассчитывается по формуле:

; (6.16)

- годовая экономия, равна 3347839 руб.

Срок окупаемости капитальных вложений составляет менее 0.242 года.

6.2.14 Сводная таблица основных параметров

В таблице 6.2 приведены основные параметры, изменившиеся после внедрения новой системы управления.

Таблица 6.2

Технико-экономические показатели внедрения АС

Показатели	Ед. Изм.	Значение показателя	Экономия (-) Увеличение (+)
		До автоматизации	После автоматизации
Годовая программа перекачиваемого газа	м3	119655360	121651200	+ 1995840
Численность работников в т.ч.:	Чел.	8	5	-3
Оператор		2	1	-1
Работник КиПа		2	0	-2
Электронщик		2	0	-2
Наладчик		2	0	-2
Малая группа обеспечения (МГО)		0	3	+3
Программист		0	1	+1
Годовая заработная плата персонала	Тыс. руб.	875.9	881.9	+ 6.
Потребление электроэнергии	кВт.	1458.79	1505.3	+ 46.51
Простой Л-24/6 в связи с аварией КУ	Час	40	16	- 24
Годовая экономия	Тыс. руб.	--	3347.8	+ 3347.8
Годовой экономический эффект	Тыс. руб.	--	3080.4	+3080.4
Дополнительные капитало вложения	Тыс. руб.	--	810.3	+810.3
Срок окупаемости	Лет	--	0.242	--



Вывод

Из данного расчета и проведенного анализа технико-экономических показателей делаем вывод о целесообразности внедрения «Автоматизированной системы управления компрессорной установкой». Так как в результате годовая экономия затрат от автоматизации системы составляет 3347839.05 рублей. Это достигается за счет экономии в зарплате 785925.5 руб., высвобожденных работников; увеличения объемов транспортируемого газа 1995840 м³. Годовой экономический эффект составляет 3080427.18 рублей; дополнительные капитало вложения 810339 рублей. Ожидаемый срок окупаемости 0.242 года, что ниже нормативного в 12 раз.